Rappel sur l’organisation d’un réseau de distribution en France

Rappel sur l’organisation d’un réseau de distribution en France

Le réseau électrique est divisé en deux grandes parties : le Réseau Public de Transport (RPT) et le Réseau Public de Distribution (RPD). En France, le réseau de transport est géré par RTE (Réseau de Transport d’Électricité). Son plus grand client est le RPD géré majoritairement par Enedis (le principal gestionnaire du réseau de distribution en France). Au niveau national le réseau de distribution d’Enedis contient 2247 postes sources (interfaces avec le RPT), 1.3 million de kilomètres de lignes aériennes et câbles souterrains, 377000 sites de production (dont 5200 reliés au réseau moyenne tension) et permet d’alimenter 35 millions de clients [14]. Le réseau électrique français est organisé de telle sorte que le RPT contienne les niveaux de tension HTB3, HTB2, HTB1 (respectivement 400kV, 225kV et 90kV ou 63kV entre phases) et que le RPD contienne les niveaux de tension HTA et BT (respectivement 20kV et 400V entre phases ). Les réseaux de distribution ont pour objectif d’acheminer l’énergie électrique depuis le réseau de transport jusqu’aux clients. Les postes sources marquent la limite transport/distribution, ils lient les niveaux de tension HTB1 ou HTB2 (côté transport) et HTA (côté distribution). Le niveau de tension HTA réalise le squelette du réseau de distribution. Les clients peuvent être reliés au réseau électrique par une connexion BT (la plupart des particuliers) ou une connexion HTA. Les liaisons entre les éléments du réseau sont réalisées soit par des lignes aériennes, soit par des câbles souterrains. Les liaisons entre les différents niveaux de tension des réseaux sont réalisées par des transformateurs de puissance souvent associés à des régleurs de tension (en charge ou hors charge). Ces derniers permettent une certaine indépendance des réseaux en termes de tension et évitent ainsi une propagation des variations de tension du réseau de transport vers le réseau de distribution.

Le réseau de distribution permet de distribuer l’énergie électrique depuis un poste source jusqu’aux consommateurs. Ce réseau est bouclé mais il est exploité en radial afin de faciliter son exploitation. Le développement récent des énergies renouvelables apporte des producteurs dans les réseaux de distribution, ces producteurs complexifient la connaissance des flux de puissance car ils sont dispersés dans tout le réseau et peuvent subvenir en partie ou intégralement à la demande des consommateurs proches de ceux-ci.

Modélisation des charges

Un réseau de distribution alimente un très grand nombre de clients (en France il alimente en moyenne 16000 clients ) dont la plupart possèdent une connexion basse tension monophasée. Les réseaux BT sont très variables, ils peuvent contenir entre quelques clients (dans des réseaux ruraux) et quelques centaines de clients (dans des réseaux urbains). ils peuvent contenir des générateurs décentralisés non pilotable [16]. Historiquement, le choix de la phase de connexion des client n’était pas optimisé. Les transformateurs HTA/BT sont soit DYn soit ZYn, ils permettent de supprimer le déséquilibre homopolaire et de réduire le déséquilibre entre les phases [17]. Compte tenu du nombre de postes, des informations disponibles et des transformateurs HTA/BT, les réseaux BT vus depuis le réseau HTA sont considérés comme équilibrés. Chaque poste HTA/BT est agrégé au niveau HTA en une charge équivalente HTA. En France, Enedis utilise le terme P∗max pour caractériser les charges HTA [18] : « La puissance P∗max correspond à la valeur la plus élevée entre la P∗max Heures Pleines (P∗max HP) et la P∗max Heures Creuses (P∗max HC). Ces 2 valeurs sont calculées en moyennant les 3 plus fortes puissances corrigées de l’effet de température en heures pleines et les 3 plus fortes puissances corrigées de l’effet de température en heures creuses. Cette température est fonction de la température normale de la zone considérée (température moyenne statistiquement observée par les services de la météo le 15 janvier, sur plusieurs décennies). La puissance P∗max est révisée tous les ans grâce à la mesure des intensités transitant dans les départs HTA des postes sources. Cette puissance est la référence qui sera utilisée pour chaque charge HTA. » Le dernier aspect à étudier est le comportement de la charge avec la tension [19–22]. L’ensemble des appareils électriques ne se comporte pas de la même manière. Un point de vue du modèle électrique permet de classer les appareils électriques dans 3 catégories : les modèles impédants (par exemple : un chauffage électrique), les modèles à courant constant (par exemple : un ventilateur) et les modèles à puissance constante (par exemple : un ordinateur). Les appareils complexes peuvent être modélisés par une combinaison linéaire de ces trois modèles, ces modèles sont appelés des modèles ZIP.

Les charges HTA sont une somme de consommateurs et de petits producteurs BT, on dénombre 3 catégories principales définissant les charges : résidentielles, commerciales et industrielles. Les coefficients des modèles ZIP donnés dans [22] montrent que les différentes catégories sont dominées par des modèles à puissance constante. Ce phénomène s’accentue avec les années, les appareils électriques récents possèdent de plus de plus d’électronique de puissance, ce qui a comme impact de réduire la variation de consommation active avec la tension et de réduire la consommation de puissance réactive. La comparaison entre un ballast magnétique d’ancienne génération avec un ballast électronique de nouvelle génération montre très clairement ce phénomène [22]. On peut désormais conclure sur la modélisation des charges HTA : elles seront modélisées par un modèle à puissance constante paramétré par :
— La puissance active de référence P∗max−i;
— Une prévision de consommation active txP (cette valeur est donnée en fonction de la P∗max−i et peut dépasser 1);
— Un facteur de puissance tan(φ) dont on en déduit un taux de charge réactif txQc = tan(φ)txPc ;

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Table des matières

Introduction générale
Contexte général
Contributions de la thèse
Plan de thèse
I Modélisation de réseau de distribution en présence d’énergies renouvelables
1 État de l’art de la modélisation de réseaux de distribution
1.1 Introduction
1.2 Rappel sur l’organisation d’un réseau de distribution en France
1.3 Modélisation des éléments non pilotables
1.3.1 Modélisation des charges
1.3.2 Lignes aériennes et câbles souterrains
1.4 Modélisation des actionneurs
1.4.1 Le transformateur de poste source et son régleur en charge
1.4.2 Gradins de condensateurs
1.4.3 Modèle des producteurs
1.5 État de l’art des modélisations de réseaux de distribution
1.5.1 Modèle linéaire
1.5.2 Méthodes non linéaires
1.5.3 Méthode d’agrégation de réseau
1.5.4 Comparaison entre les différentes méthodes
1.5.5 Association des méthodes
1.5.6 Validation de la méthode
1.6 Conclusion
2 Modélisation stochastique de réseaux de distribution
2.1 Introduction
2.2 Modèle stochastique des données d’entrée
2.2.1 Généralités des lois Gaussiennes
2.2.2 Modèle stochastique des charges
2.2.3 Modèle stochastique des productions
2.2.4 Modèle stochastique du régleur en charge
2.3 Modèle stochastique du réseau de distribution
2.3.1 Association du modèle stochastique des entrées avec le modèle linéaire des réseaux de distribution
2.3.2 Modélisation des tensions par une somme de modèles Gaussiens tronqués
2.4 Conclusion
II Optimisation stochastique des paramètres de contrôle des réseaux de distribution
Introduction de l’optimisation de réseau
3 Etat de l’art de l’optimisation et du contrôle stochastique dans un réseau de distribution
3.1 Introduction
3.2 Méthodes robustes
3.2.1 Principe
3.2.2 Optimisation régulière la veille pour le lendemain
3.3 Optimisation déterministe versus optimisation stochastique
3.4 Définition de problème d’optimisation stochastique
3.4.1 Calcul analytique de densités de distribution des variables du système
3.4.2 Optimisation stochastique basée un échantillonnage des variables aléatoires
3.4.3 Optimisation basée sur les moments des densités de distribution
3.5 Conclusion
4 Optimisation du plan de tension d’un départ HTA
4.1 Introduction
4.2 Présentation du cas d’étude utilisant un réseau réel
4.3 Formulation et analyse du problème d’optimisation
4.3.1 Découplage des problèmes d’optimisation
4.3.2 Définition du problème d’optimisation
4.3.3 Etude de la convexité du problème d’optimisation proposé
4.4 Application au réglage du plan de tension
4.4.1 Optimisation des contrôleurs linéaires
4.4.2 Optimisation des contrôleurs linéaires par morceaux
4.5 Conclusion
5 Optimisation journalière appliquée à un réseau de distribution
5.1 Introduction
5.2 Présentation du cas d’étude et des profils journaliers
5.3 Réglage journalier des plans de tensions
5.4 Différenciation des rôles des gradins de condensateurs et des générateurs décentralisés
5.5 Agrégation de réseaux
5.6 Sélection de la position des gradins de condensateurs
5.7 Réglage de la puissance réactive à l’interface
5.7.1 Formulation du problème d’optimisation
5.7.2 Réglage de la puissance réactive à l’interface
5.8 Conclusion
Conclusion générale
Bibliographie